JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING
Journal of Earth Energy Engineering (eISSN 2540-9352) is a Bi-annual, open access, multi-disciplinary journal in earth science, energy, and engineering research issued by Department of Petroleum Engineering, Universitas Islam Riau. The journal is peer reviewed by experts in the scientific and engineering areas and also index in Directory of Research Journals Indexing (DRJI) and CrossRef Member.
Articles
183 Documents
<![CDATA[ Analisis Sensitivitas Salinitas dan Adsorbsi Injeksi Surfaktan-Polimer Menggunakan Simulasi Reservoir Pada Reservoir Berlapis Lapangan NA ]]>
<![CDATA[Rita, Novia]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 5 No 2 (2016): OCTOBER ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.22549/jeee.v5i2.476
<![CDATA[Increasing the time, the condition of the oil in reservoir increasingly difficult for production to the surface, this is caused by diminishing reservoir pressure and the condition of a viscous oil. While the technology used can no longer urged oil to surface. NA field is a field that is old, the production process is done on the field NA has been through the stages of primary and secondary recovery, where this stage is not optimal in increasing oil production on the field. While OOIP on the field is still economically viable. Of screening criteria that has been done on NA Field, the oil production stage to do next is to EOR method. The EOR methods that can be applied is by chemical injection method of surfactant and polymer. Before the surfactant and polymer injection method performed on NA Field, the first done through the stages of planning reinjection reservoir simulation. Fields of reservoir simulation models NA will be analyzed four skenarios conducted for sensitivity to salinity and adsorption of surfactant-polymer. Skenario 1 simulation with values ââvarying salinity, Skenario 2 adsorption value simulation with different surfactants, Skenario 3 sensitivity to polymer adsorption, Skenario 4 see changes impairment influences the permeability to polymer injection. The results of all four skenarios simulations obtained optimum value of cumulative production of 72 548 STB with a recovery factor (RF) of 30.9% at the price of 0.075 surfactant salinity mEq / ml, adsorption of surfactant 0.3 mEq / ml, 0.1 wt polymer adsorption % cuft, and changes in permeability due to 80wt% polymer solution cuft.]]>
<![CDATA[ Interpretasi Fasies Pengendapan Formasi Tondo, Pulau Buton, Sulawesi Tenggara Berdasarkan Data Pemetaan Geologi dan Potensinya Sebagai Batuan Reservoir Minyakbumi ]]>
<![CDATA[Yuskar, Yuniarti]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 3 No 1 (2014): APRIL ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (1122.202 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v3i1.940
<![CDATA[Daerah penelitian berada di Pulau Buton Provinsi Sulawesi Tenggara. Fokus penelitian pada bagian selatan Pulau Buton yaitu daerah Gonda dan Sekitarnya. Secara geografis terletak antara 122° 42â 28ââ BT - 122° 48â 00ââ BT dan 5° 25â 28â LS - 05° 25â 28â LS. Penelitian ini bertujuan mengetahui stratigrafi dan fasies pengendapan pada Formasi Tondo. Formasi Tondo menarik untuk dipelajari karena merupakan reservoir utama pada Cekungan Buton. Metodologi yang digunakan yaitu penelitian lapangan dengan mengambil conto batuan yang kemudian dilakukan analisis laboratorium mikropaleontologi dan laboratorium petrografi. Selain itu digunakan juga data-data dari peneliti terdahulu sebagai penunjang dalam interpretasi geologi. Formasi Tondo pada daerah penelitian setara dengan Satuan batupasir kerikilan. Satuan ini tersusun oleh batupasir kerikilan, batupasir sisipan batulempung dan konglomerat yang didominasi oleh batupasir kerikilan. Umur Satuan ini berdasarkan analisis laboratorium mikropaleontologi yaitu berumur Miosen Akhir (N17 â N18). Formasi Tondo merupakan reservoi utama di daerah Buton memiliki porositas yang baik sekitar 8 hingga 25% dengan rata-rata 10% dan maksimum permeabilitas 172mD. Sistem pengendapan pada batupasir kerikilan ini merupakan sistem pengendapan tuirbidit terlihat dari adanya campuran butiran kasar dan halus serta dipengaruhi oleh lingkungan laut terlihat dari batuan yang bersifat karbonatan. Batupasir kerikilan sampai konglomerat merupakan hasil pengendapan channel dilaut dalam.]]>
<![CDATA[ Estimasi Water Influx dan Luas Aquifer di Lapangan X ]]>
<![CDATA[Jaharuddin, Novrianti]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 2 No 2 (2013): OCTOBER ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (386.539 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v2i2.930
<![CDATA[Water Influx adalah air yang merembes ke dalam reservoir. Water Influx terjadi untuk mengimbangi gejala penurunan tekanan yang terjadi di reservoir karena masuknya air berfungsi untuk menggantikan minyak yang diproduksikan. Water Influx perlu diperhatikan untuk mengetahui luas aquifer serta pengaruhnya terhadap tingkat perolehan ( recovery factor). Lapangan X mulai produksi tahun 1955 dan injeksi air mulai dilakukan tahun 1974. Estimasi perhitungan Water influx pada lapangan X dilakukan dengan menggunakan persamaan material balance dan metode Hurst â Van Everdingen. Selain menentukan Water influx metode Hurst â Van Everdingen juga berfungsi untuk menentukan bentuk dan luas aquifer. Kumulatif water influx yang diperoleh dengan menggunakan Metode Material Balance adalah 30 MMMSTB sedangkan dengan metode Hurst â Van Everdingen adalah 32 MMMSTB. Bentuk aquifer lapangan X adalah finite aquifer dengan rD = 8 dan Luas aquifer lapangan X adalah 241016,62 ft.]]>
<![CDATA[ Evaluasi Masalah Bottom Hole Assembly Lepas Pada Pemboran Berarah Di Sumur X Lapangan Y ]]>
<![CDATA[Khalid, Idham]]>;
<![CDATA[Musnal, Ali]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 4 No 2 (2015): OCTOBER ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (1244.972 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v4i2.638
<![CDATA[Sumur X pada lapangan Y merupakan sumur dengan permasalahan rangkaian BHA terlepas setelah proses pembebasan rangkaian pipa pemboran karena adanya Pack off pada kedalaman 3.360 ft MD. Hal tersebut ditandai dengan tidak adanya return pada saat dilakukan circulation serta tekanan pompa naik secara tiba-tiba. Pack off menyebabkan formasi gugur dan cutting terakumulasi di lubang sumur. Terakumulasinya cutting menjadi penyebab rangkaian terjepit akibat. Perhitungan reactive torque dengan persamaan Frank J Schuh dilakukan untuk mengetahui besarnya nilai torsi yang menyebabkan BHA terlepas dari rangkaian tersebut. Menurut perhitungan yang telah dilakukan, rangkaian BHA lepas terjadi karena torsi reaksi (reactive torque) sebesar 60.240 ft.lb. yang sekitar dua kali lebih daripada nilai make up torque untuk HWDP 5â yaitu sebesar 22.800 ft.lb. Masalah rangkaian BHA lepas dapat ditangani dengan menggunakan metode operasi fishing. Waktu ekonomis fishing yang didapat untuk melakukan kegiatan fishing sebesar 3,1 hari. Apabila fishing job tidak berhasil, maka dapat dilakukan operasi penindaklanjutan untuk menghindari fish yang tertinggal di dalam lubang sumur dengan melakukan pembelokan lintasan sumur pada titik Kick Off Point (KOP) yang baru, yakni pada kedalaman 485 ft.]]>
<![CDATA[ Karstifikasi dan Pola Struktur Kuarter Berdasarkan Pemetaan Lapangan dan Citra SRTM Pada Formasi Wapulaka, Pasar Wajo, Buton, Sulawesi Tenggara. ]]>
<![CDATA[Yuskar, Yuniarti]]>;
<![CDATA[Choanji, Tiggi]]>;
<![CDATA[Buburanda, Harisma]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 6 No 1 (2017): APRIL ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (1366.043 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v6i1.66
<![CDATA[Karstification process occurs as a result of dissolution on limestone lithology formed in typical morphology of caves, rounded or elongated pits and conical hills. This also related with structural pattern that also intesively occurs at western part of Buton Island. Research area located at lattitude 5027â0â S â 5032â0ââ S and longitude 122049â30â E - 122052â30â E. Purpose of this research was to identified karst landscape and karstificatiom process on Wapulaka Formation and recognize the structural pattern on this formation. By using field observation and SRTM data interpretation we considered that karst formations formed on Wapulaka Formation was Quarter limestone which diagenesis process of dissolution forming karst landform also related with uplifted event at pliocene â pleistocene. This formed related with complex interaction between the geology, climate, hydrology and biological factors that created various landscape morphology such as caves, underground river, stalagtite, stalagmite and others cave ornament.]]>
<![CDATA[ Perbandingan Kinerja Reservoir Gas Konvensional dengan Coal Bed Methane (CBM) ]]>
<![CDATA[Suranto, Ahmad Muraji]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 5 No 1 (2016): APRIL ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (653.773 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v5i1.461
<![CDATA[Reservoir gas konvensional yang dikenal oleh masyarakat luas adalah reservoir yang terdiri dari jebakan reservoir (cap rock), batuan reservoir dan isi (gas). Sedangkan perangkapnya bisa berupa perangkap struktur, stratigtafi, patahan atau kombinasi dari ketiganya. Sedangkan reservoir yang menghasilkan gas methane batubara (Coal Bed Methane yang disingkat CBM) merupakan zona batubara yang terisolasi, memiliki rekah alam dan terisi oleh air. pada kondisi awal kedua tipe reservoir ini (reservoir gas konvensional dan CBM) mempunyai karakteristik yang berbeda, sehingga teknik perhitungan cadangan, cara memproduksikan dan kinerjanya akan berbeda pula. Karena mempunyai latarbelakang yang berbeda maka kiranya perlu dilihat kinerjanya seberapa jauh perbedaannya karena keduanya memproduksikan gas hidrokarbon.
Untuk melihat kinerja reservoirnya baik reservoir gas konvensional atau CBM maka dalam kajian ini menggunakan simulator. Dari kedua model, volume masing-masing reservoir dibuat sama, dan dilakukan sensitivitas karakteristik reservoirnya terhadap masing-masing model. Hasil akhir yang dibandingkan adalah kinerja dari masing-masing reservoir tersebut.
Hasil yang didapat dari kajian ini adalah bahwa reservoir CBM mempunyai laju produksi gas lebih rendah, daerah pengurasan lebih kecil dan recovery factor lebih sedikit bila dibandingkan dengan reservoir gas konvensional. Tetapi karena cadangan gas konvensional semakin lama semakin menipis, maka reservoir CBM sebagai alternatif yang perlu dikembangkan setelah gas konvensional. Kebijakan pajak pemerintah sangat penting untuk kelangsungan produksi CBM. ]]>
<![CDATA[ Pemilihan Pompa Electric Submersible Pump Menggunakan Metode Analytical Hierarchy Process (Studi Kasus Lapangan Zaryka) ]]>
<![CDATA[Ariyon, Muhammad]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 3 No 1 (2014): APRIL ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (730.632 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v3i1.936
<![CDATA[Lapangan Zaryka merupakan salah satu lapangan minyak pada cekungan Sumatera Tengah. Untuk meningkatkan produksi minyaknya, digunakan pompa benam listrik bawah permukaan (Electric Submersible Pump). Pompa ESP merupakan salah satu jenis artificial lift yang digunakan untuk memproduksikan minyak bumi ke permukaan. Permasalahannya, terdapat berbagai produk ESP yang dipasarkan dengan berbagai jenis,k tipe, dan keunggulan yang bervariasi. Keberagaman ini menyulitkan bagi perusahaan untuk menentukan produk pompa ESP mana yang tepat untuk digunakan. Metode Analytical Hierarchy Process dapat dipergunakan untuk membantu dalam memilih pompa ESP. Terdapat tiga faktor utama yang menjadi pertimbangan yaitu daya tahan produk, pengalaman dan reputasi dan jumlah maintenance, sementara untuk elemen alternatif terdapat empat produk pompa yaitu Centraleft, Motherford, Red-A dan Wooden Group. Hasil analisa menunjukkan bahwa faktor utama yang menjadi pertimbangan dalam pemilihan pompa ESP adalah faktor daya tahan produk (56%), faktor jumlah maintanance (32%), dan faktor pengalaman dan reputasi (12%). Ditinjau dari berbagai faktor, alternatif pompa Red-A merupakan alternatif pompa terbaik (35%), pompa Centraleft (29%), pompa Motherford (19%) dan pompa Wooden Group (16%).]]>
<![CDATA[ Studi Kebijakan Migas di Indonesia ]]>
<![CDATA[Ariyon, Muhammad]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 1 No 1 (2012): OCTOBER ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (562.911 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v1i1.927
<![CDATA[Studi kebijakan minyak dan gas bumi di Indonesia dilakukan untuk mengidentifikasi dan membahas aspek-aspek dalam kebijakan migas di Indonesia mulai dari zaman Hindia Belanda, era orde lama, era orde baru dan era reformasi. Aspek-aspek penting yang dikaji yaitu: Hak Kepemilikan Migas, Hak Pengelolaan, Kebijakan Fiskal, Kebijakan Ekspor dan Impor, Kebijakan Administrasi, Kebijakan Pengembangan Wilayah dan Masyarakat dan Kebijakan Lingkungan. Studi ini juga mengkaji sejauh mana penerapan aspek-aspek regulasi di bidang minyak dan gas bumi pada berbagai produk hukum perminyakan yang pernah berlaku, yaitu: Indische Mijnwet 1899, UU No. 44 Tahun 1960 tentang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi, UU No. 8 Tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (Pertamina) dan UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Pemahaman mengenai aspek hukum dalam industri minyak dan gas nasional sangat penting mengingat kedudukan Indonesia sebagai salah satu negara produsen dan importir migas. Diharapkan hasil studi ini dapat menjadi sumbangan pemikiran bagi perumusan Kebijakan Pengelolaan Migas di Indonesia.]]>
<![CDATA[ Evaluasi Peningkatan Produksi Pada Formasi Sandstone Sumur #H Dan #P Dengan Perencanaan Stimulasi Pengasaman Matriks (Studi Kasus Lapangan Falih) ]]>
<![CDATA[Herawati, Ira]]>;
<![CDATA[Novrianti, Novrianti]]>
<![CDATA[ JOURNAL OF EARTH ENERGY ENGINEERING Vol 4 No 2 (2015): OCTOBER ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (470.136 KB)
|
DOI: 10.22549/jeee.v4i2.634
<![CDATA[Salah satu upaya stimulasi sumur yang dilakukan untuk meningkatkan produktivitas sumur yang mengalami penurunan produksi karena menurunnya permeabilitas akibat kerusakan formasi adalah dengan pengasaman matriks. Pengasaman matriks dapat dilakukan pada formasi sandstone menggunakan fluida stimulasi berbahan dasar asam Hydrofloric (HF) yang dicampur dengan asam Hydrochlorid (HCl). Dalam pelaksanaannya perlu dilakukan perencanaan desain pengasaman matriks serta mengevaluasi hasil sebelum dan sesudah dilakukan stimulasi pengasaman matriks. Penggunaan Asam Hydrofloric pada batuan sandstone karena dapat melarutkan Silikat. Asam Hydrofloric bereaksi dengan Calsium (Ca) dan Mangan (Mg) membentuk endapan. Pencampuran asam Hydrofloric dan Hydrochlorid akan dapat menghilangkan scale karena sementasi sandstone terdiri dari Ca dan Mg. Evaluasi keberhasilan stimulasi dilakukan pada sumur #H dan #P yang didasarkan pada laju produksi harian sumur, productivity index, kurva IPR (Inflow Performance Relationship) Wiggins serta harga permeabilitas sumur. Dari hasil penelitian yang dilakukan pada sumur #H mengalami peningkatan produksi dari 81.125 BOPD menjadi 121.365 BOPD dengan kenaikan harga productivity index dari 0.12 bbl/day/psi menjadi 0.2 bbl/day/psi dan kenaikan harga permeabilitas dari 11.65 mDarcy menjadi 17.79 mDarcy. Hasil pengamatan yang dilakukan pada sumur #P mengalami penurunan produksi dari 40.89 BOPD menjadi 34.94 BOPD dengan penurunan harga productivity index dari 0.10 bbl/day/psi menjadi 0.09 bbl/day/psi dan penurunan harga permeabilitas dari 10.76 mDarcy menjadi 9.42 mDarcy.]]>
<![CDATA[ Analisis Performance Sumur X Menggunakan Metode Standing Dari Data Pressure Build Up Testing ]]>
<![CDATA[Novrianti, Novrianti]]>
<![CDATA[ Journal of Earth Energy Engineering Vol 5 No 2 (2016): OCTOBER ]]>
Publisher : <![CDATA[UIR PRESS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.22549/jeee.v5i2.477
<![CDATA[The number of production wells refers to the performance of the well, which is shown in the graph of inflow performance relationship (IPR). Reservoir characteristics influence on performance of the well, type of welltest and methods that be used in the determination of IPR. By using the IPR curves, maximum flow rate and the optimal flow rate of the well will be known. Pressure Build Up test is used to know performance and a maximum flow rate of the X well. Well test conducted for 15 hours. The well produced at a constant flow rate than close the wellhead. The Pressure data and time data obtained from the well test. The result of Pressure build-up testing analysis among permeability, skin and flow efficiency. After analyzing the Pressure build-up testing permeability obtained 190 mD, skin + 1,68 and 0,83 flow efficiency. Based on the value of flow efficiency Standing method is the most appropriate method is used to analyze the productivity of X well. Standing appropriate method for wells with skin â 0 and flow efficiency â 1. The maximum flow rate of the X well using Standing Method on the 0,83 flow efficiency was 13,91 MMSCFD]]>
